Авария на блоке №2 Игналинской АЭС, связанная с пожаром в кабельной и повреждением БЩУ
Содержание и развитие аварии
До аварии 5 сентября 1988 г. энергоблок №2 с реактором РБМК-1500, введенный в эксплуатацию в августе 1987 г., работал на мощности Nтепл – 3950 МВт, Hэл – 1250 мВт. Системы автоматического оповещения пожаротушения были в нормальной готовности. Ниже отсчет времени событий будет привязан к началу аварии в 00 ч.52 мин. 39 с (00.52.39).
В 00.52.39 на БЩУ от дымоуловителей ионизационного типа поступил сигнал о пожаре в кабельной № 209 на отметке +5.9 м, которая находится под БШУ. Персонал блока немедленно вызвал пожарную команду, которая прибыла через 3 мин. и которая пыталась проникнуть в кабельную, но из-за дыма этого сделать не удалось. Через 10 с после выпадения сигнала о пожаре включилась автоматическая система пожаротушения в кабельной.
Через 3 мин. выпали 2 сигнала с масляного уровня ГЦН-14. После этого произошло автоматическое отключение ГЦН-14 системой защиты, и мощность реактора была автоматически снижена до 60% номинальной. Еще через полминуты из-за отказа кабеля в масляной системе и снижения производительности гидростатического подшипника автоматически отключился ГЦН-13, и ввиду отключения более одного ГЦН на одной стороне реакторного контура реактор был автоматически остановлен.
Давление в КМПЦ поддерживалось ТГ-3 и 4. По сигналу останова реактора включились все 6 дизель-генераторов (ДГ). Через 30 с после останова реактора из-за падения давления в КМПЦ до 55 кГс/см2 автоматически отключился ТГ-3, а еще через 15 с из-за повышения уровня в ПНД-4 отключился ТГ-4.
Через 6 мин. из-за отказа кабелей управления автоматически был отключен ГЦН-11, после чего охлаждение ТВС в левой половине контура осуществлялось естественной циркуляцией. Еще через 30 с произошла потеря функции контроля за уровнями в БС левой половины реакторного контура, потеря управления регулирующими клапанами уставок ПВ и клапанами ГЦН в левой половине реактора. Персонал организовал подачу ПВ к БС левой половины контура.
Далее последовали сигналы об отключении секций 6 кв нормального питания BA и BB, а также главных секций BU и BV резервного питания из-за отказов кабелей управления. По этой же. причине ДГ-7 не смог принять нагрузку секции BV. ДГ-8 начал питать секцию BV и принял нагрузку 2 МВт. После запуска ДГ-8 начал работать насос № 22 охлаждения каналов СУЗ, а насос № 21 остановился из-за обесточивания секции BU.
Через 8 мин. произошла частичная потеря функции управления физическими параметрами реактора, т.к. отказали 4 из 12 каналов системы защиты реактора, отсутствовали показания на табло автоматического регулятора мощности №1 (АРМ-1) и показания приборов регистрации мощности нейтронного потока реактора. Контроль за состоянием реактора велся только с помощью приборов измерения плотности энерговыделения, работающих от детекторов в активной зоне реактора.
Через 11 мин. оператор реактора обесточил исполнительные механизмы сервоприводов стержней управления из-за опасности непроизвольного выхода стержней, был остановлен ГЦН-24 из-за опасности переноса охлаждения на периферию активной зоны, а ГЦН-22 на правой половине продолжал работать.
Через 19 мин. произошла потеря контроля за расходом ПВ в левой половине контура, была восстановлена работа насоса № 21 охлаждения СУЗ, а еще через 4 мин. была включена противодымная вентиляция в коридорах блока.
Через 38 мин. пожарная команда проникла в кабельную № 209, система пожаротушения была выключена, т.к. огня больше нигде не наблюдалось.
Через 40 мин. был восстановлен контроль за уровнем в БС левой половины реакторного контура, причем показания находящегося на РЩУ прибора уровня в этом БС находились на зашкале.
Еще через 9 мин. из-за течи масла в маслосистеме автоматически отключился ДГ-8, вследствие чего произошло обесточивание секции надежного питания BV и отключился насос охлаждения СУЗ № 22. Два других насоса СУЗ оставались в работе.
Через 63 мин. ПН-1 был отключен защитой ввиду понижения давления масла из-за остановки маслонасосов. Были автоматически включены в работу аварийные ПН.
Через 1 ч. 38 мин. во избежание самопроизвольного выхода укороченных стержней-поглотителей сервоприводы этих стержней были механически заблокированы с последующим их обесточиванием, а через 3 ч.20 мин. аналогичные действия выполнены с остальными стержнями управления. Еще через 1 ч. 25 мин. был восстановлен контроль за уровнем в БС на БШУ, а затем восстановлена работа системы контроля за физическими параметрами реактора. Через 16 ч. 30 мин. было, восстановлено энергоснабжение системы СУЗ.
Спринклерная система пожаротушения действовала эффективно, но ускорить тушение с помощью пожарной команды не удалось, что могло бы уменьшить ущерб.
Результаты аварии
В результате аварии были повреждены 506 кабелей управления и 140 электрических и силовых кабелей. Были частично повреждены перекрытия кабельной. Воздействия на персонал и оборудование за пределами кабельной не было.
При анализе аварии стало ясно, что реактор необходимо было остановить немедленно после возникновения пожара, а фактически же его остановила система защиты из-за выключения 2-х ГЦН через 3 мин. 46 с после обнаружения пожара.
Через 24 мин. после выключения ГЦН-14 были предприняты безуспешные попытки включить ГЦН-12, который был в готовности перед началом события. Это надо было сделать сразу, но персонал БЩУ был занят другими первоочередными задачами. В целом же реактор был безопасно остановлен и охлажден, хотя до 06.20. 05 сентября был утерян контроль за состоянием реактора в пусковом диапазоне.
Рабочая группа МАГАТЭ, проводившая в 1989 г. комплексное обследование Игналинской АЭС, классифицировала данную аварию по уровню 2 6-уровневой французской системы классификации инцидентов на АЭС из-за частичной потери контроля за уровнем воды в сосудах САОР, потери контроля за некоторыми технологическими параметрами и за уровнем в БС левой половины.
Труппа отметила правильные действия персонала и отсутствие нарушения при аварии пределов безопасной эксплуатации.
Причины и следствия аварии
Причина возгорания до конца не выяснена. Судя по ситуации в кабельной и последовательности развития событий, наиболее вероятной причиной является перегрев кабеля или кабелей контроля из-за сверхтоков. Сверхтоки могли возникнуть в результате частичного повреждения кабеля (кабелей) во время монтажа (большой угол перегиба), и там происходило медленное необнаруживаемое ухудшение изоляции. Также возможно, что возникшее в результате короткое замыкание (к.з.) с возникновением сверхтоков и перегрева не было обнаружено установленной системой защиты. Отсутствие эффективной системы защиты от к.з. в цепях управления клапанами ГЦН явилось непосредственной причиной. Этого можно было бы избежать, если бы в процессе монтажа велся качественный надзор за укладкой, полнотой испытаний на сверхтоки и перегрев кабелей.
Потенциальная опасность пожара определяется не только прямым ущербом, а значительной дезорганизацией всей системы контроля и управления энергоблоком с БЩУ и РЩУ из-за появления большого количества ложных сигналов. В частности, перегорание кабелей контроля привело к ложному отключению двух ГЦН и срабатыванию по этому факту аварийных защит, в результате чего все стержни СУЗ дошли до нижних концевиков, а мощность реактора упала до нуля.
По сигналу АЗ-1 произошло автоматическое включение всех ДГ, из которых ДГ № 9-12 отключились, т.к. на соответствующих секциях собственных нужд имелось рабочее напряжение. Что касается обесточенных секций собственных нужд, то ДГ-7 не подключился к секции BU из-за повреждения кабелей автоматического подключения резерва, а ДГ-8 после принятия нагрузки обесточенной секцией BU был аварийно остановлен из-за дефекта прокладки на маслосистеме.
После срабатывания АЗ-1 по ложным сигналам самопроизвольно отключились два насоса контура СУЗ, насосы смазки ТГ-3, один циркнасос, было потеряно управление регулирующими клапанами ПНов, не работала часть контрольно-измерительных приборов ТГ-3,4, отсутствовали контроль уровня в БС левой стороны КМПЦ, в расходном и нижнем баке СУЗ, гидробаллонах САОР, уровня и давления в деаэраторах. Из-за повреждения кабелей появились недостоверные данные по расходам в ТК, по температурам графита, металлоконструкций, газа в РП и воды в отражателе, по влажности в 5 групповых коллекторах, ложные сигналы “О” расхода по каналам СУЗ, обесточились ряд самописцев и т.д.
При расследовании были установлены серьезные отступления от норм проектирования и эксплуатации АЭС, а именно:
– в помещении 209 по проекту были проложены кабели типа РК и КУПЭВ с полиэтиленовой изоляцией, что является нарушением п.2.3.10 ПУЭ-86:
– в отступление от норм проектирования АЭС прокладка кабелей РЩУ предусмотрена совместно с кабелями БЩУ;
– защита кабелей 0.4 кв от токов к.з. недостаточно чувствительна и не обеспечивает отключение при к.з. до возгорания изоляции;
– оперативным персоналом не было проверено функционирование всех приборов РЩУ с целью обеспечения расхолаживания блока с РЩУ:
– имели место нарушения ГОСТ 1508-78 в части радиуса изгиба кабелей, допущенные монтажной организацией при прокладке кабелей.
Ликвидация последствий аварии
В ходе ликвидации последствий аварии все поврежденные кабели были заменены новыми с трехслойным покрытием противопожарной пастой ОПК, не поддерживающей горение. В цепях управления двигателями были смонтированы новые защитные устройства для отключения при к.з. менее чем за 10 мс. Намечено увеличить частоту инспекции важных кабелей до 1 раза в 2 года.
Ликвидация последствий аварии потребовала остановки блока и прекращения производства электроэнергии на 32 дня.
Однако кардинальное решение проблемы, требующее физического разделения кабельных трасс БЩУ и РШУ, а также кабельных трасс систем безопасности и систем нормальной эксплуатации, при существующей компоновке АЭС является невыполнимым без длительного останова блока на серьезную реконструкцию.
